(完整版)钻杆输送

一种水平定向钻机的钻杆输送夹持装置包括挂钩（１）、一端与挂钩（１）相连的弹簧（４）、梭臂（８），所述的挂钩（１）可绕固定在梭臂（８）上的销轴（３）转动，其特征在于：该装置还包括由油缸（７）、推杆（６）、导向块（５）构成的钻杆夹持装置，油缸（７）缸体末端固定在钻机梭臂（８）后部、导向块（５）固定在钻机梭臂中部，推杆（６）穿过导向块（５）并能沿导向块（５）内的滑槽作纵向移动，其一端与油缸活塞杆通过转轴活动连接，另一端在推杆（６）伸出时直达挂钩（１）上部、限制挂钩（１）的转动，所述与挂钩（１）相连的弹簧（４）之另一端与固定在导向块（５）底部的弯钩相连。

钻井平台钻杆自动排放控制系统研究
1．1．2课题的研究意义
在钻井过程中，需要将钻杆从平台甲板传送到钻台，并且随着井眼深度的增加，需要不断地将钻杆接到钻柱上，使钻进过程持续进行。

为了更换钻头和在钻柱底
部安装测试或其他设备，需频繁地将钻柱从井眼中提出来，安装完新钻头或者其
他工具后，需要将钻杆下放入井眼中。

上述过程中伴随着频繁的钻杆排放操作，这是一个重复性高且劳动强度大的过程。

传统的立根排放系统对下钻时将立根从
立根盒中取出移送到井口和起钻时将立根从井12移送到立根盒并排放好的操作
实现了机械化，这些系统能在一定程度上减少起下钻过程所需人员。

本课题的目
的在于设计钻杆自动排放的控制系统，实现在钻井过程中钻杆的排放自动化，节
省人力，提高安全性。

实现钻杆自动排放主要有以下几个方面的意义：
(1)钻杆排放是对钻井工人来说是一项极其危险的工作，实现钻杆的自动排放可
高钻井过程中的安全性。

(2)钻杆自动排放可减少起下钻时间，缩短钻井周期。

(3)钻杆自动排放可减轻钻井工人的劳动强度，减少钻井工人的数量。

(4)可减少钻具的损坏。

(5)钻杆自动排放是全自动化钻井系统中必要组成部分。

1．2国内外的研究现状
1．2．1国外研究现状
国际钻井市场竞争激烈，国际知名的钻井承包商拥有先进的钻井技术，优良的钻
井装备，占有巨大的市场份额，因此要想在国际石油钻井市场中占有一席之地，不仪要有大量的技术人才和先进的钻井技术，石油装备也是决定是否快速进入国
际钻井市场的先决条件；作为石油钻井装备的核心——石油钻机，是在国际钻井
招标中能否获胜的重要因素，因此进入国际市场的石油钻机必须具有先进的技术和可靠的性能，满足国外石油钻井市场的要求。

下面的几种国外先进的自动化钻机都配备了钻杆的自动操作系统，在此主要介绍其钻杆操作系统部分的现状。

1．轻型自动化钻井系统[31
英国石油公司与Phonex Alaska Technology公司共同研制了一种轻型自动化钻井系统(LADS)。

这种应用3D CAD软件设计的钻井系统不仪质量轻(小于与其钻深能力相当的常规钻机质量的，而且具有度灵活性，能适应恶劣路况搬迁和在狭窄井场进行钻井作业。

另外，由于采用自动化管理，整个系统可通过计算机控制站完成所有钻进、起下钻和钻杆排放等作业。

(1)LADS的结构
钻井模块主要由井架底座、桅杆式井架、钻井设备和相应的拖车组成。

整个模块安装在160个由液压控制转向的充气轮胎上；固控模块包括所有的固控设备和6个敞蓬不锈钢钻井液罐；井底组合(BHA)模块安置在钻井模块拖车旁，用于存放、组装并操作BHA。

动力模块由发电机组、水力发电机组和高级电能控制室组成；泵模块由3台钻井泵、混合漏斗、水泥搅拌器等组成；大型储罐模块由6个顶部密封的不锈钢储罐和离心泵组成。

除了钻井模块拖车之外。

上述其它模块都装载在4套由履带车改装的轨道装置上。

LADS的管材处理系统堪称一套集成硬件系统。

系统的每个工作单元都能同相邻的工作单元密切配合，尽可能高效地完成每个作业周期的管材处理任务。

钻机还包括以下3个主要系统t
①移动系统。

除钻机模块拖车外，其它所有的模块都安装4组Caterpillar专用履带上。

履带系统采用重型钢化橡胶带，装在2套双气动轮的外部，载荷通过载重轮传递到履带与地面的接触面上。

②管子处理系统。

管子处理系统是一个综合系统，能高效率地处理8．5～13．7m 直径73．0～339．7mm的管材。

其6个丰要设备包括管材自动装拆装置、管材传送装置、管材吊臂、铁钻工、带有自动吊卡的顶驱系统和自动卡瓦等。

⑧自动控制系统。

自动控制系统(ACS)是这种钻机中技术要求最高的部分，该系统控制钻机设备的运行，并自动完成管子处理操作。

通过自动控制系统，司钻可以通过一个操作椅对整部钻机的运行进行控制。

用于控制管臂及综合管子操作系统程序的软件是专门为ACS设计的。

该钻机的自动化程度很高，在投入运行和排除故障过程中，所有的例行程序操作都全部自动地同步进行。

(2)LADS的优点
经过几年的研究开发，生产出的轻型自动钻机系统(LADS)为阿拉斯加北坡井提供了更好的钻机。

与常规钻机相比，LADS具有以下优点：
①自动化程度高，能为使用者提供一个更安全、更清洁的工作环境；
②设计紧凑，占地面积小，能适用于窄小的井场。

LADS通过一个操作员工作椅可控制钻机的所有功能。

其常规功能软件由现有软件模块改编而成，用于控制管材吊臂和集成式管材处理程序的软件是根据用户提出的应用要求而编制的。

通过使用过程中软件系统的测试和修改，钻机的自动化程度将不断提高。

2．德国Bentcc公司研制的自动化钻机
德国Bentec公司经过2年的设计、策划和制造，为挪威Norsk Hydro公司建成1座名为Oseberg Sor的平台，安装在北海挪威区块Oseberg油田中心以南13kin的
101m深水处。

这座平台重14000t，由1个125 m高的钢导管架支撑。

该钻机配备有动力卡瓦、鼠洞卡盘、铁钻工、转盘、振动筛、钻井液制备装置、钻机升降系统、液缸、人货电梯、防喷器和中央水力活塞泵等。

这套钻机自动化程度高，所用钻工比标准钻机少20％。

钻机自动完成水平和垂直方向钻杆移送，移送过程受密闭钻井控制室遥控。

从钻井控制室可看到整个钻台面和井架，室内的所有主要控制装置都装在两椅的臂上，还配有闭路电视监测和控制装置，有3台500m监测器。

所有钻井作业都由现代钻井控制数据采集系统(DCDA)来控制和管理。

钻杆移放工序用可编程逻辑控制器(PLC)编程，由控制室发出指令便可执行。

软件控
制着装有井架的钻井设备，保证钻井和起下钻作业能在高速状态下进行而无设备碰撞危险，还可边钻边给立根上扣。

高、低压隔水管和套管的移放也由控制室遥控，只是套管接头用自动胶带输送到钻台面上。

重型工具、短节、井下马达和钻头等使用提升工具和铁钻工移送，无需手工操作。

3．RAD自动化钻机I 7J
英国的strachan and henshaw公司牛产的RAD钻机是一种轻型的深并海洋钻机，钻深能力已达到6100m，载重为650t。

RAD自动化钻机配备有升降机是用来处理轻载荷的钻柱和钻铤组合的，正常钻井中，它能处理中88．9 mm(31／2英寸)和①127mm(5英寸)的钻杆和①165．1、203．2、241．3mm(61／2、8、91／2英寸)的钻铤，以及完井工作。

对于其他管柱和重物，使用标准的套管升降机。

升降机由一个固体的外壳悬挂于动力水龙头连接。

里面有8个键由2个液缸驱动。

为了处理钻杆锥形表面和钻铤的方肩，键具有一个可伸缩的表面。

在使用之前键的选择是自动的，使用程序化逻辑控制器来控制。

起重机的下部是一个钟型套用来进行钻杆和起重机的导向和对正。

RAD自动化钻机的钻杆处理系统，整体在程序化逻辑控制器的控制之下，包括2个连通的子系统。

钻杆处理和储存系统使用1或2个拖架处理钻杆架，升降的移动由装载在起升结构项部的钻杆架来完成。

它能够处理稳定器、无磁钻铤、震击器和转向装置。

由于设计了灵活的爪子和钻杆架系统，能够进行钻杆架和爪子的定位，并将钻杆移运到井架上。

转台被安装在大直径的无摩擦的轴承上，使起重臂能够旋转1800。

该移动由液压马达驱动进行定量控制。

2个爪子可以在起重臂上独立移动，由液压马达驱动。

每一个爪子的位置由与液压马达相连的编码器感知，以爪子移动的长度来适应不同的管柱尺寸和位置。

自动化钻机爪子的移动完全由慢速液压马达驱动。

操作台由简单的按钮和指示器操作。

在控制台上选择自动模式，司钻使自动化钻机准备好自动化控制。

在个人计算机上选择管柱，并由计算机监控其移动和操作。

由计算机确定起重机爪子的位置，根据钻杆的类型和长度，编码器确保爪子到达适当位置时减慢速度。

钻杆架的移动位置也由编码器确定。

大钳由螺线管阀和主开关来控制，脉冲编码器可确保爪子卡在正确的位置，以及在特定管柱的相应直径处闭合。

总之，该自动化钻机使用了自动化技术及安全可控的方式，节省了人力，并且在未
来的自动化钻井中继续保持其优势。

4．Maritime Hydraulics公司可编程管子处理系统
Maritime Hydraulics公司的第一套可编程管子处理系统己在挪威海上钻井平台上使用。

操作该系统时，司钻可以预先依次将起下钻操作步骤程序化，不需要分别操作绞车、顶驱、管子处理装置和卡瓦。

钻台上除司钻操作室内的司钻外，不需要其它操作者。

该系统总称为可配置自动钻井系统(CADS)，根据承包商和操作者的要求，该公司可将各种操作程序化。

系统除有一套可编程管子处理系统外，还包括一套先进的防碰系统，用来防止操作间的相互干扰。

另外还有一套自动
E．Tally测量和记录系统，用以计算和记录井中起下的钻具。

它可以记录钻具的型号、尺寸以及起下次数和上卸扣扭矩的大小，还可记录钻具在整个井下钻柱中的位置和起钻后在立根盒上的排放位置。

司钻和副司钻的电脑操作椅是一样的，如果其中一个发生故障，另外一个仍可以进行操作。

在司钻操作室内，触摸屏代替了按钮和开关。

同时配备有手动操作的备用系统。

所有操作都是经过优化的，由于司钻不需要手动控制操作，大大减少了起下钻时间，每小时可以起下55
柱立根。

目前，在钻杆排放系统方面技术比较先进的公司主要有美国Varco公司和挪威AkerKvaerner MH公司。

美国Varco公司研制了一系列的钻杆传送系统，包括PLS3／5、PTC^l等，可以用来传送钻杆、钻铤和套管单根及立根，传送管子的直径范围为j^in～20in。

另外，Varco公司还研制了适用于绝大多数现有钻机的钻杆排放系统Varco Compact
1．2．2国内研究现状
国内对钻杆自动传送系统的研究和应用相对较少，兰州石油机械研究所、宝鸡石油机械厂、大港油田集团有限责任公司等一些单位做过一些设计和研究。

钻杆的上钻台方式，国内多年来一直采用电动或气动小绞车吊上，而钻杆的下钻台则直采用钢丝绳甩下。

上世纪九十年代，在中原引进的2000m液压钻机上使用液压钻杆举升装置，其分为两部分：一部分为钻杆抓取机构，两套由单液压缸和双活动钳组成的装置分别安装于举升平台的前后端；第二部分为举升装置，双液压缸推动箱型举升平台旋转，送钻杆上钻台。

与其它液压钻杆举送装置相比，其钻杆抓紧装置可180。

旋转为其最大的特点。

由于举送装置其绕一点旋转上台，限制了实用的钻台面的高度，其配套钻机的钻台面高度在3m左右。

大港油田集团责任有限公司设计了一种钻柱输送装置，用于石油钻井中输送钻柱上下钻台。

该装置由管架、输送槽和钻台坡道构成，管架布置在正对钻台斜坡的平面上，其特征在于管架的平坡道设有输送槽，在输送槽远离坡道一端的底部有摆臂，输送槽的另一端有滚轮。

利用液压动力，把管架上的管柱，通过输送槽输送到钻台的小鼠洞附近，同样也可以将钻台上的管柱送回管架上。

宝鸡石油机械厂设计一种钻具自动输送装置，它中间为一长槽的中间管架，四足可调排管架一端由铰链与中间管架两侧对称连接，另一端各装一液压千斤顶，传送机械手装在中间排管架中间的长槽中部。

宝鸡石油机械厂的GW-M1000钻机配备了液压控制钻杆盒、钻杆自动排放系统、井口机械化工具等钻杆自动处理工具。

宝鸡石油机械有限责任公司与挪威Aker Kvaemer MH公司组建北京宝石—MH海洋石油工程技术有限责任公司，该公司致力于海洋钻井平台、钻井模块和钻井设备的系统工程设计，海洋钻井平台设备的零部件生产制造，提供海洋钻井平台、钻井模块和设备的技术服务及咨询。

该公司的钻机管子处理系统处于世界领先地位。

大连船舶重工为中海油服建造的海洋石油941自升式钻井平台上，钻井自动化工具得到了成功应用，它利用了折臂起重机、排管机、铁钻工等来实现钻杆的起、卸、排
等机械化操作。

基于机器视觉技术的钻杆磨损检测方法的研究
在油田钻井过程中，钻杆具有传递扭矩，输送泥浆，连接、增长钻柱等作用。

为
了减少由于钻杆磨损引起的钻井事故，同时也为了节约钻井成本，提高钻杆使用寿命，对于从钻井现场回收的钻杆，需要对其进行磨损状况分析，得出磨损结论：究竟是可以再次使用还是送维修车间维修或者报废。

目前，对钻杆的磨损分析的方法是在检测车间里进行的，检测工人使用传统的测量工具如卡尺等有选择的测量钻杆磨损处的直径，然后根据测得直径值计算钻杆的磨损量并得出磨损结论。

由于钻杆很长，同时钻杆磨损的位置具有不确定性，因此采用目前的分析方法存在着效率低、人为误差大等缺点。

为提高钻杆磨损分析工作的效率，本论文将机器视觉技术引进钻杆磨损分析领域，研制了一套钻杆磨损检测装置。

该装置通过CCD摄像机对钻杆磨损图像进行采集，由配套的图像软件对磨损图像进行处理分析，计算出钻杆磨损处的直径值，然后再根据直径值计算出钻杆磨损量，得到磨损程度结论。

通过试验表明，该钻杆磨损检测装置实现了对钻杆磨损的快速分析，提高了工作效率。

石油钻杆接头的疲劳分析
钻杆是开采石油和天然气工程中的主要设备之一，钻杆接头是连接各段钻杆的部件。

由于钻杆接头的截面形式变化较大，不可避免的出现应力集中现象，并且在钻井过程中大多在循环荷载下工作，所以很容易发生疲劳破坏。

因此，关于钻杆接头的疲劳问题越来越受到国内外有关研究人员的关注。

为了研究钻杆接头的疲劳性能，本文分别对拉压、扭转、弯曲和复合拉扭荷载下钻杆接头的疲劳寿命进行计算。

首先，在ANSYS软件中建立钻杆接头的有限元模型并进行应力分析，然后利用FE-SAFEWORKS软件对应力场结果进行疲劳寿命计算。

材料选用近似高强度钢材，应用Miner线性累积损伤理论法则，采用雨流计数法处理荷载信号，采用单轴应力分析算法计算疲劳寿命。

由计算出的疲劳寿命结果绘出钻杆接头疲劳寿命随台阶根部圆角半径变化的影响曲线。

当圆角半径增大时，构件的疲劳寿命显著地增大，和应力集中系数变化的趋势相一致。

因此，工程中可以选择合适的圆角半径使得构件既满足疲劳强度要求又能满足接头处紧密连接的要求。

另外，拉伸荷载下疲劳寿命受圆角半径的影响大于弯矩荷载，验证了构件疲劳性能受荷载形式的影响。

还验证了钻杆接头在扭转时，受压缩荷载比拉伸荷载有利。

将有限元法和FE-SAFEWORKS结合起来分析钻杆接头疲劳寿命的方法可以推广适用于工程上的复杂构件的疲劳分析，为工程设计提供参考。

超深超长裸眼井条件下水平井钻杆传输测井工艺技术
一、钻杆传输测井工艺流程简介
1．钻杆传输测井工艺流程简介
钻杆传输测井是目前大斜度和水平井最普遍采用的测井采集工艺技术。

其原理是：将测井仪器连接在钻杆上，以起下钻具作为动力，推动测井仪在目的层段中运行，进而完成测井采集任务。

施工作业有三个主要步骤：
(1)用钻具将测井仪器送入目的层段的上方，即对接点。

(2)电缆穿过旁通在钻杆中通过湿接头实现井下测井仪器与测井地面设备之间的连接。

(3)起下钻具，进行测井采集作业。

2．塔里木超深超长裸眼井身结构及其给测井工艺带来的技术难题
塔里木油田油藏普遍埋藏超过5000m，且大部分水平井表套下深仅500m左右，裸眼井
段长超过5000m，但很多井的水平井段长度超过500m，这种井身结构条件给传输测井采集施工带来了一系列的安全问题和技术难题，造成作业事故频频发生，最高时达到70％，总结起来最主要有以下问题：
(1)旁通出套管鞋后的作业安全问题；
(2)长裸眼条件下，湿接头的堵塞问题；
(3)大斜度状态下的对接问题；
(4)井口电缆保护的问题等。

3．超深超长裸眼井水平井钻杆传输测井工艺技术
1)旁通出套管鞋技术
从钻杆传输测井示意图中我们可以看出(图1)，钻杆传输测井过程中，旁通以上的电缆是裸露在钻杆与井壁之间的。

传统的工艺技术，电缆出现在裸眼井段，将会带来极大的安全隐患，所以测井工艺技术规程中明确规定：“禁止旁通出套管鞋”，也就是说规定每次传输测井的测量井段只能小于套管的长度。

但塔里木有很多水平井的水平段长度超过套管，如果每个系列测井作业都采取分段作业，不仅大大降低了生产时效，而且第一次以后作业还必须在大斜度状态下进行对接，给施工带来了新的技术难题(后面有详细分析)，因此研究旁通出套管后的安全防护技术，争取一次性完成整个井段的测井采集任务，非常有现实意义。

(1)事故原因剖析。

①经过对传输测井旁通出套管时遇到的各类事故的收集整理和分析发现：
旁通出管鞋后电缆被挤断或碰伤的位置有80％以上集中在旁通附近，且集中发生在施工中旁通进出管鞋的时候。

由于钻具偏心，传输测井固定电缆的B点台阶与套管鞋A点台阶碰撞、挤压是造成旁通进出套管时电缆损伤的直接原因，特别是当司钻与测井绞车操作手配合不协调时，电缆容易在旁通处出现松弛和打弯更容易造成电缆损伤；事实上，在传输测井过程中，钻具几乎不可能在井筒中始终处于居中状态，即使出现旁通出管鞋时钻具刚好处于居中状态这种情况，也会因受力的变化和钻具上提下放速度的变化导致钻具摆动进而挤坏电缆。

②对旁通出套管后发生的卡钻事故进行整理分析,发现卡钻的原因主要是由于
电缆在旁通处缠绕堆积在旁通处形成电缆团所致，而电缆团的形成主要原因如下：测井绞车操作手与司钻配合不默契，起下钻的速度与电缆上提下放的速度不统一，造成电缆在旁通处缠绕堆积形成电缆团或松弛后的电缆与井壁发生粘附卡或各种突发性事故造成电缆在旁通以上的部位断开掉井后形成电缆团等，都会造
成卡钻等恶性事故发生。

(2)旁通出套管鞋的安全技术。

解决旁通出套管鞋的问题，其实就是要解决两个技术问题：①要确保旁通进出套管鞋时，钻具在井筒处于居中状态；②要防止电缆在裸眼井段中缠绕钻具和发生堆积形成电缆团。

为此，研究人员设计出针对性的简单实用的“传输测井井下安全防护短节”，并申请国家专利，专利号：ZL02233805．5。

设计出配套的使用方法并制订了一套完整的的操作工艺技术，并在生产实践中进行了完善。

经过在三十多井次的生产中实践证明可以有效地解决旁通出套管这一技术难题。

2)长裸眼传输测井工艺技术
钻杆传输测井井下仪器与地面系统之间的通信是通过湿接头在井下对接来
完成的。

对钻井液性能和干净程度要求特别高。

钻井液粘度大，特别是钻井液中存在较大的岩屑块，或其他固相物质时，容易进入湿接头造成堵塞而无法完成对接，导致作业失败。

超长裸眼条件下：由于钻具下送仪器的过程中，不可能始终保持居中，水平井工具(图5)会经常与粗糙的井壁摩擦，特别是在斜井段，水平井工具是躺在井眼下边，从而将井壁上的泥饼，岩屑块或其他固相物质从水眼中刮进湿接头，造成湿接头堵塞，当钻井液中加入大量的乳化沥青时，更容易发生湿接头的堵塞情况。

塔里木油田水平井裸眼井段长达5000多米，作业过程中特别容易出现堵塞现象，导致作业失败。

为了防止作业失败，我们采取如下指施： (1)扶正式水平井可循环工具外壳(图6)。

由直筒式改为扶正式，将循环水眼推离井壁，尽量避免与井壁直接摩擦，杜绝大块岩屑或其他固相物质从水眼中被挤井湿接头造成堵塞。

(2)改进操作方法。

增加泥浆循环次数和钻井液循环时间，要求直井段钻具每下2000m进行一次钻井液循环，斜井段钻具每下300m进行一次钻井液循环以冲洗湿接头。

若井筒中加有大量的乳化沥青等钻井液材料，则可以根据具体情况加密钻井液循环次数和加长循环时间。

经生产实践检验，上述技术措施效果良好，未再出现过湿接头堵塞的现象。

3)大斜度状态下湿接头对接技术
一般情况下钻杆传输测井井下对接的动力主要是泵下枪总程自身的重量和高速下放时产生的冲力，为确保对接成功率，井下对接点的选择一般要求在井斜小于40。

的井段。

对于塔里木特殊的井身结构，对接时必须考虑旁通出套鞋的长度应尽量短，选点必须尽量靠近井底。

而且分段测井的第二次的对接点一般都在水平井段。

因此，研究大斜度和水平状态下的井下对接工艺技术提高对接成功
率就显得特别重要。

大斜度状态下的对接是靠大泵图7钻杆传输测井井下对接意图压条件的钻井液推力来完成，对旁通的密封性能要求高。

由于普通的旁通密封性能达不到实际生产要求，所以大泵压循环对接时经常在旁通侧孔处发生刺断电缆的事故。

为防止事故发生，采取如下技术措施：
(1)耐高压旁通。

改进旁通电缆侧向通道(图8)和密封总成设计，提高旁通的耐高压能力。

改进后的旁通经试压测试，泵压升高到20MPa，完全未出现钻井液渗漏的现象。

同时这种旁通能较方便地让电缆鱼雷从侧向电缆孔穿过，并在特殊情况下更方便地更换密封块等。

(2)钻井液活塞套筒。

为了使钻井液推力更好地对湿接头起作用，研究人员对湿接头加重杆进行了适当。